Yacimiento

Yacimientos de petróleo

Sus condiciones iníciales de presión y temperatura caen en la región liquida de una sola fase, el yacimiento es conocido como subsaturado y al bajar la presión el fluido retiene todo el gas en solución hasta que decline la presión al punto de burbujeo a partir del cual comienza la liberación de gas. La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura crítica

Yacimientos de Gas Seco

Se caracterizan porque su temperatura es mucho mayor que la temperatura crítica y no ocurre condensación como producto de la caída de presión que se presenta durante la producción en el yacimiento, ni en superficie.

• Constituidos principalmente por metano (%C 1>90) con cantidades menores de pentano y componentes más pesados (%C5+<1).>100000 PCN/BN.

•La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

•Durante el agotamiento de presión del yacimiento la mezcla de hidrocarburos no entra en la región bifásica.

• • Se pueden extraer cierta cantidad de líquido por medio de procesos criogénicos(enfriamiento).

• La composición del fluido producido no cambia durante el agotamiento de presión.

• No presenta condensación retrógrada.

Yacimientos de Gas Húmedo

Presentan características similares a las del

caso anterior sólo que aquí durante la producción puede condensarse cierto

porcentaje de gas al alcanzarse la región bifásica como consecuencia de la caída

de presión y temperatura en superficie.

del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

• Mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos.

• La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento mientras que en superficie penetra en la región bifásica.

• El líquido del tanque tiende a ser incoloro.

• No presenta condensación retrograda durante el agotamiento de presión.

Yacimientos de Gas Condensado

Son aquellos cuyas temperatura está entre la crítica y la cricondentérmica, por lo cual, prevalecen las condiciones bifásicas durante la vida del yacimiento.

• La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica.

• A condiciones iníciales del yacimiento, la mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa.

• La cantidad de hidrocarburos pesados es mayor que en los yacimientos de gas seco y húmedo.

• Presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión.

• La reducción de presión y temperatura durante el camino hacia el tanque de almacenamiento hace que la mezcla entre en la región de dos fases y origina en superficie:

-Condensado: incoloro-amarillo

-El contenido de metano del gas condensado es mayor o igual a 60% y el de C7+<12.5%.>

•La composición del fluido cambia durante el agotamiento de presión.

PRESION DE FONDO DE POZO DE GAS: La presión de fondo es la presión que se puede genera en el fondo del pozo y esta va en contraposición a la presión de yacimiento de gas .En caso de existir esta presión, la misma va a dificultar el movimiento del fluido del yacimiento hacia el pozo. Esta presión es generada por el yacimiento de gas y ofrece resistencia ya que no permite fluir con facilidad .La presión de fondo fluyente. Es la presión que se encuentra en el fondo del pozo y debería de ser menor a la del yacimiento para que los fluidos puedan ascender de forma más fácil .Sin embargo cuando el flujo es abierto absoluto (AOF), puede que algunas de las presiones conjugadas no ejerza ningún efecto, es decir prácticamente no existen.

CONDICION ÓPTIMAS PARA LA SEPARACION PETROLEO-GAS: Ahora hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado, petróleo y gas liberado. Durante la producción en la superficie el gas liberado va a ser envuelto por la fase liquida y el gas total de producción en la superficie, tendrá dos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y el gas liberado del petróleo durante la producción. Estos componentes separados son indistinguibles en la superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas en la superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condiciones del yacimiento Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional en que la solución de gas liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleo líquido cuando ambos están sujetos a la misma presión diferencial. Como se mostrara la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en el yacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido y consecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho más grandes. Como un resultado, es normal, cuando la producción de un yacimiento en el cual hay una saturación de gas libre, que el gas se producirá en cantidades desproporciónales en comparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo puede ser producido junto con un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmente disuelto por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja. Control en la relación de volúmenes de producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del yacimiento mas ese originalmente gas disuelto

La Relación Gas – Petróleo Instantánea

La Relación Gas – Petróleo Instantánea representa la razón entre los pies cúbicos estándar de gas producido y los barriles estándar de petróleo producidos al mismo instante, en otras palabras, es la relación existente entre el gas producido y el petróleo

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